安棚油田深层系低渗透储层裂缝及其贡献

安棚油田深层系为低孔、特低渗透砂砾岩储层。根据定向取心、成像测井和铸体薄片等资料．对安棚油田深层裂缝的分布特征及其渗流作用进行了分析。该区发育大尺度裂缝、中一小尺度裂缝和微观尺度裂缝3种级次的裂缝类型．以东西向裂缝最发育,其次是北东向和北西向裂缝。但受北东向现今地应力场的影响,该区北东向裂缝的开度大．连通性好,渗透率最高,是该区的主渗透裂缝方向,也是该油田下一步开发井网调整的主要地质依据。     

安棚深层系裂缝特征重新认识与井网调整

安棚深层系是典型的低孔特低渗透砂砾岩油气藏,其天然裂缝发育,影响油藏的井网部署和注水开发效果。根据地表露头、岩心和薄片分析,安棚深层系主要为高角度构造剪切裂缝。根据定向取心和成像测井资料,研究区以近东西向裂缝最发育,其次是北东向和北西向裂缝,不同部位不同方向裂缝的发育程度存在一定的差异。根据水压致裂和校正后的井径崩落资料,研究区现今地应力优势方位为50°～60°。在北东—南西方向现今地应力影响下,研究区北东向裂缝的张开度大,连通性好,渗透率高,为主渗流方向。因此在研究区下一步的井网调整中,可将目前的五点法面积注采井网转化为沿北东向主渗流裂缝的行列式注水开发井网,油藏数值模拟预测结果表明,调整后第5a采出程度为11.7%,单井累积产油量为1.4×104t,在原油价格(不含税)为2640元/t时,评价期内的内部收益率(税后)为24.68%,具有较好的经济效益。     

安棚特低渗油藏裂缝特征研究及在开发中的应用

安棚油田深层系属特低孔特低渗油藏 ,油气层自然产能低 ,甚至没有自然产能。运用定向取心及声电成像测井等技术 ,确定了深层系天然裂缝产状。主裂缝走向近东西向 ,倾角 70°～ 90°,缝宽绝大多数在 1mm以下 ,缝长主要分布在 3 0cm以内 ,裂缝孔隙度在 0 .3 %以下。结合裂缝研究成果 ,编制了安棚油田深层系开发方案 :①采用五点法部署井网 ,注采井排方向与裂缝走向平行 ;②油、水井排的各井点交错排列 ,两排油井之间的连线与最大主应力方向成 45°夹角 ;③采油井选择原生裂缝较发育 ,地应力较低的层段进行压裂。首批新井投产后初期单井日产油 1 6～ 87t。     

新型低伤害压裂液的研究与应用

针对安棚油田特低孔特低渗、储层温度高、微裂缝发育等地质特征 ,通过室内实验 ,研制出具有耐高温、低伤害、延迟交联等特点的新型压裂液体系 ,并进行了 2 0多井次的现场试验。结果表明 ,该压裂液具有很好的适应性 ,完全可满足安棚油田特低孔特低渗储层压裂改造的要求     

大庆油区头台油田扶余油层小排距注水中后期综合调整方法

大庆油区头台油田扶余油层属于特低渗透裂缝型储层,基质渗透性差,裂缝比较发育,进入小排距线状注水中后期以来,随着注水压力上升,油井综合含水率上升速度加快,表现出非东西向裂缝水淹特征.为控制油田含水率上升速度,改善开发效果,以扶余油层特低渗透裂缝型储层基质-裂缝系统渗流特征和注水开发过程中现代地应力场变化特征为基础,研究了非东西向裂缝水淹与水平主应力的关系,提出以改变局部应力场为主的小排距综合调整方法.通过限压注水、周期轮换注水及注采系统调整,恢复储层局部水平应力场,控制非东西向油井裂缝水淹,改善小排距井网开发效果.在茂11区块开展现场调整试验以来,局部应力场的非均一化得到恢复,含水率上升速度减缓5.42%,自然递减率减缓11.39%,取得了明显的调整效果.     

安棚深层系致密砂岩油藏水平井压裂参数优化设计研究

安棚油田储层致密低渗,物性差、渗流阻力大,自然产能低,采用常规直井进行开采,初期产能低,产量递减快。基于对安棚深层储层地质特征的认识,在致密砂岩渗流试验的基础上,考虑致密砂岩储层的冲击压力梯度和储层应力敏感性,建立了大型储层数值模拟模型,优化水平井的裂缝条数、长度和导流能力等参数。采用"不等长布缝"和"不等量注水"的优化思路,降低水平井注采井网的水窜风险,最终得到了合理的水平井裂缝设计参数和井网。结果表明,优化后的井网获得了较高产能,也推迟了水平井的见水时间,改善了分段压裂水平井的开发效果。     

安棚特低孔特低渗油气藏裂缝特征研究及应用

针对泌阳凹陷安棚油气藏特低孔特低渗、单井自然产能低的特点，应用天然裂缝识别技术和裂缝参数定量确定方法对储层裂缝特征、单井裂缝发育井段、裂缝形成期次及裂缝分布规律等进行了系统研究，并对产层下限、产层分布、压裂层位选择等方面进行了相关研究，据此确定了合理开发井距和井排部署方向，充分利用了天然裂缝的有利面，减少或避免了其不利影响，使特低孔特低渗的安棚油气藏投入了开发，取得了良好的效益。     

裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计

裂缝性特低渗透储层注采井网模式只有适应裂缝发育方向与强度,同时建立有效的驱替压力系统才能合理有效开发。以甘谷驿油田唐80井区三叠系延长组长6油层组裂缝性特低渗透油层为例,研究认为:原近于圆形的反九点丛式井网严重不适应裂缝性特低渗透储层渗流特征是造成开发效果差的主要原因;菱形反九点为首选初始基础井网,合理排距为140m,井距为500m;在开发后期适时调整为矩形反五点井网或排状注采井网,实现平行裂缝方向注水,垂直裂缝方向驱油。     

应用常规测井资料识别单井裂缝发育层段的方法

天然裂缝发育与否,对特低孔特低渗油气藏而言意义重大。钻探取芯资料观察、成像测井资料观察是了解储层天然裂缝发育与否最直接、最可靠的方法。由于油气藏不同部位、不同层段因地应力差异大,天然裂缝发育程度差异很大,上述研究了解天然裂缝发育程度的方法成本太高,研究应用常规测井资料识别单井裂缝发育井段就显得十分必要了。安棚油田深层系应用双侧向测井和补偿声波测井等资料计算、识别单井裂缝发育井段的实践表明,应用常规测井资料计算、识别单井裂缝发育井段的方法是经济可行的。     

南襄盆地安棚浅、中层系特低渗储层裂缝特征及其与深层系裂缝对比

利用野外露头、岩心、成像测井和薄片等资料,分析了南襄盆地安棚浅、中层系储层裂缝的发育特征,并与深层系裂缝特征进行了对比,最后分析了控制裂缝发育的主要因素。研究区发育有构造裂缝和成岩裂缝两种类型,以高角度构造裂缝为主,裂缝平均线密度为0.42条/m,裂缝高度通常小于0.40 m,平均为0.25 m,反映裂缝主要在层内发育。微观裂缝是沟通基质粒间孔和粒内溶孔的重要通道,它使储层孔隙的连通性变好。受喜马拉雅早期和晚期水平构造挤压应力作用,该区主要发育3组裂缝。其中,近东西向裂缝最为发育,其次为北东向和北西向裂缝。安棚油田裂缝的形成与分布受构造应力场、岩性、孔隙度、渗透率、层厚以及构造等因素的影响。在相同因素的作用下,安棚油田浅、中层系裂缝的成因类型、产状及发育特征和深层系具有相似性,但浅、中层系裂缝的发育程度略差于深层系裂缝。     

裂缝性低渗透砂岩油田井网调整实践与认识

吉林油区已开发裂缝性低渗透砂岩油田较多,如扶余、新立、木头、新民、乾安等。以扶余油田为例,对扶余油田调整历程、调整目的、意义及调整效果进行了分析,提出了适合适合于该类油藏特点的注采方法。研究认为,一是油田开发初期注采访菜用反九点法面积注水,开发后期调整为线状注水方式;二是井排方向与裂缝走向平行;三是“重心位置”布井方式对低渗透油田开发后期是较为适合的井网调整方式。     

新构造运动对塔里木盆地油气成藏模式的影响

印度次大陆与欧亚大陆碰撞的远距离构造效应,打破了塔里木盆地古近纪末的构造平衡。经古构造恢复,推断出塔里木盆地古近纪以来各区域的变化特征：塔西南麦盖提斜坡向北迁移且南北宽度增加;巴楚隆起南部变为斜坡区且宽度缩小;塔北隆起整体向南迁移;塔东满加尔凹陷北部萎缩,南部和东南边界向外扩展;塔中隆起范围明显缩小;塔东南隆起构造规模逐渐缩小但幅度增加。受新构造运动的影响,不同区域的油气表现为不同的晚期成藏模式,塔西南巴什托普油田以群5井区为支点地层翘倾,同一构造单元内不同圈闭此消彼长,形成“消长式汇合型”成藏模式;塔北哈得逊油田石炭系整体反转,构造高点向南迁移,正常温压下油水界面倾斜,形成“驿站式输送型”成藏模式;塔中4油田表现为老断层阶段式复活,多个油气水界面共存,形成“渗漏式残存型”成藏模式。油气聚集表现为阶段式平衡或阶段式调整的非稳态特征。研究油气在新构造运动期调整特点,对塔里木盆地油气勘探具有重要意义。     

华北中生代大型沉积盆地的发育及其地球动力学背景

在特提斯与太平洋板块的联合控制下,于华北陆板块内部发育了晚三叠世至早白垩世大型沉积盆地。对该盆地的发生、演化及形成机制等方面的认识尚有较多分岐。本文拟提出一些粗浅意见,以供讨论。     

基于地应力场的井网优化设计方法研究

在调研国内外特低渗透油田井网部署现状的基础上,结合大庆油田现有井网开发实际,分析影响大庆外围特低渗透油藏开发效果的主要因素.通过设计不同井网系统参数与人工裂缝参数的组合方案,使用油藏数值模拟方法,对各种不同裂缝组系(在有利扫油方位)与井网的组合关系所预测的单井产量、含水、采出程度,以及所预测的投资回收期等进行综合衡量,获得井排距与水力裂缝缝长、导流能力等匹配的最佳方案.压裂、注水、采油整体优化方法在大庆肇源油田源121区块应用,取得了较好的效果.     

薄互层特低渗油藏联合井网与沉积相模式的适配性

薄互层特低渗透油藏储集层厚度小,物性差,采用压裂水平井-直井联合井网开发,能够提高单井产能和储集层动用程度,但由于受储集层非均质性和水力裂缝的影响,水平井极易过早见水,导致暴性水淹,带来开发风险,需设计合理的井网与裂缝的适配关系,以延长水平井生产寿命。以大庆油田某典型薄互层特低渗油藏为例,建立了考虑不同沉积相组合模式的水平井-直井联合井网精细油藏数值模型,采用复杂井和流线模拟技术,研究了压裂水平井分段动用情况,揭示了单裂缝分段产出规律与渗流特征。由于不同沉积模式储集层物性差异较大,压裂水平井含水率上升不再遵循均匀驱替规律,而是物性较好的河道相内驱替增强,物性较差的席状砂沉积相内驱替减弱。同时,水力裂缝的存在会导致流线转向,加速高渗通道的形成。为延缓高渗通道形成,进一步研究了典型沉积相组合模式与裂缝参数的优化配置,并提出了提高开发效果建议。     

低渗透储层试井资料二次解释与应用

坪桥长6油藏属典型的低渗裂缝油藏,历经三十余年注水开发,开发矛盾表现为孔渗区单井产能低,递减快,裂缝区主向井快速水淹,侧向井见效慢。     

双河油田高含水开发后期薄互层控水压裂技术研究

双河油田经过40年的开发,目前处于特高含水开发期,挖潜对象已由初期的大厚层转向中低渗透薄互层,而压裂措施是这类低品位油藏挖潜的最有效手段。常规的压裂技术难以实现对人工裂缝的控制以及压裂后控制含水等问题。因此,本文在研究地质和工程参数对人工裂缝缝高影响的基础上,制定应力差与隔层厚度界限图版,为薄互层压裂选井选层提供科学依据,同时评价出具有较好控水作用的透油阻水支撑剂与压裂堵水剂。现场应用结果表明,透油阻水支撑剂与压裂堵水剂的复合应用发挥了比较明显的协同效应及控水增油效果,拓宽了高含水油田压裂改造技术应用范围,具有良好的推广应用前景。     

珠江口盆地白云凹陷珠海组南部物源及其油气勘探意义

珠海组是珠江口盆地白云凹陷重要的油气储层与区域性疏导层,对其物源的认识是研究优质油气储层发育与有效疏导砂体分布的重要基础。基于大量的三维地震数据和钻井资料分析,提出珠海组沉积期白云凹陷发育北部古珠江(主)、南部隆起(次)、东沙隆起(贡献有限)3个物源区。利用详细的地震相分析、钻井岩心岩石组构分析、泥岩黏土矿物分析及碎屑锆石U-Pb年代学分析,重点对关注度较低的南部隆起物源开展研究。结果表明,白云凹陷西南部云开低凸起上普遍发育由南向北的叠瓦状前积地震相及向北东、东方向延伸的下切河道,指示了由南向北及由西向东的碎屑沉积物的搬运过程;云开低凸起及周缘钻井中的珠海组具有较粗的岩石粒度、泥岩中较高的高岭石含量、碎屑锆石以中生代岩浆锆石为主的特征,这与凹陷北部古珠江物源控制下的细-极细岩石粒度、泥岩中较高的伊利石黏土矿物含量、碎屑锆石以前寒武纪-古生代变质锆石为主的特征截然不同。综合分析认为,南部隆起物源为云开低凸起珠海组提供了充足的沉积碎屑物质,并推进至白云主洼,该物源的发育对云开低凸起的油气运移及成藏具有重要的意义。     

塔北隆起构造格架及其成因

塔北隆起是一个形成于加里东期－海西期的前中生代潜伏隆起，包括４隆２凹，垂向上由加里东期－海西早期的台背斜才海面晚期的逆冲－褶皱系叠置而成，横向上自北而隆起幅度降低，纵向上东段发育向扩展的前冲型叠瓦扇，西段发育向北逆冲的反冲型逆冲断层。